Повышение точности и метрологической надежности информационно-измерительных систем количества нефти в магистральных нефтепроводах

Нефтепроводный транспорт Российской федерации является одним из самых крупнейших нефтепроводных транспортов мира. Имея протяженность несколько тысяч километров, он обеспечивает нефтью многие сотни потребителей, к которым относятся крупнейшие предприятия СНГ и Европы. В настоящее время ведется интенсивное строительство ещё одной ветви магистрального нефтепровода (нефтепровод), соединяющего РФ с Китаем и Японией.

Огромный объем перекачиваемой нефти требует грамотно организованной системы её учёта. Учет продажи и покупки нефти осуществляется при помощи информационно-измерительных систем (ИИС) массы и объема энергопродуктов (нефть), расположенных на нефтепроводе в различных его точках, как на стороне поставщика, так и на стороне потребителя. При этом обе стороны заинтересованы в высокоточном измерении количества нефти, так как в противном случае они могут понести значительные материальные потери. Например, при цене нефти 78 долларов за баррель и прокачке 300 миллионов тонн нефти в год экономический эффект от снижения погрешности измерения массы на 0,1% составит 141,3 млн. долларов в год.

Точность ИИС определяется многими факторами, основными из которых являются — влияние температуры окружающей средыизменение неизмеряемых параметров нефти, таких как, наличие газов, воды, механических примесей, растворенных парафинов, серы, вязкости и т. д.- изменение параметров нефтепровода.

Эти причины связаны с тем, что по нефтепроводу перекачиваются последовательно различные партии нефти. Партия нефти формируется поставщиком при закачке нефти в нефтепровод. Свойства нефти каждой партии формируются и контролируются поставщиком в процессе ее подготовки к отправке потребителю. После отгрузки очередной партии нефти поставщик формирует последующую партию нефти, как правило, имеющую новый состав. Кроме того, на условия проведения измерений массы нефти оказывает влияние температурная зависимость свойств нефти, возникающая при климатических воздействиях окружающей среды на нефтепровод, а также, состояние нефтепровода, по которому эта нефть транспортируется.

Разработанные методики поверки ИИС не учитывают многие из указанных факторов. Поэтому в процессе работы у ИИС снижается её метрологическая надежность, увеличивается результирующая погрешность, тренд которой направлен на занижение значения объема прокачиваемой нефти из-за осаждения парафина и других веществ на чувствительных элементах ИИС и изменения профиля потока нефти в нефтепроводе. Действующая нормативная документация не учитывает действие этих факторов в условиях эксплуатации ИИС. Поэтому необходимо провести детальный теоретический и экспериментальный анализ диапазона изменения указанных выше факторов и оценить влияние их на используемые при перекачке нефти ИИС, определить пределы изменения результирующей погрешности, и разработать методику выбора межповерочного интервала.

Применяемые в настоящее время на магистральных нефтепроводах ИИС количества нефти используют в своем составе турбинные (ТПР) и ультразвуковые (УПР) преобразователи расхода, которые в силу вышеперечисленного не обеспечивают требуемой точности. Подвижный элемент ТПР взаимодействует с движущимся потоком нефти, что вызывает изменение профиля потока в районе турбинки и приводит к снижению точности результатов измерений. Чувствительные элементы УПР не охватывают полностью профиль потока, а также его изменения в контролируемом сечении нефтепровода. За счет этого снижается точность результатов измерений.

Таким образом, теоретические и экспериментальные исследования влияния вышеперечисленных факторов на результирующую погрешность ИИС количества нефти, определение предельно допустимых минимальных значений результирующей погрешности ИИС и создание высокоточных информационно-измерительных систем массы и объема перекачиваемой нефти является задачей актуальной и своевременной. Необходимым условием высокоточной работы ИИС количества нефти является эффективный контроль её метрологических характеристик, что может быть обеспечено при формировании метрологического запаса по точности образцовых средств поверки по отношению к точности рабочих средств измерений [4].

Цель работы.

Целью диссертационной работы являются:

• экспериментальное определение диапазона изменения неизмеряемых параметров нефти и изменяющихся параметров нефтепровода;

• оценка их влияния на результирующую погрешность ИИС количества нефти;

• создание высокоточных ИИС массы и объема нефти.

Для достижения поставленной цели в диссертационной работе были поставлены и решены следующие задачи:

1 Проведены экспериментальные исследования изменений неизмеряемых параметров нефти, что не учитывается в требованиях существующих нормативных документов.

2 Проведен анализ влияния изменений неизмеряемых параметров нефти на результирующую погрешность ИИС количества нефти.

3 Проанализированы потенциальные возможности повышения точности известных ИИС, основанных на применении турбинных преобразователей расхода и ультразвуковых преобразователей расхода, что позволило определить минимально достижимые значения их погрешности.

4 Разработаны информационно-измерительные системы на основе ультразвуковых преобразователей расхода, обеспечивающие высокоточные измерения объема нефти, транспортируемой по нефтепроводу. Исследованы влияния изменений параметров нефти и профиля потока на результирующую погрешность измерителей объема.

5 Разработан высокоточный ультразвуковой измеритель массы нефти и проведены исследования влияния параметров нефти и профиля потока на его результирующую погрешность.

6 Разработана методика выбора межповерочного интервала с учетом реальных условий эксплуатации ИИС.

7 Сформирована методика обработки данных измерений количества нефти, обеспечивающая повышение точности учета нефти.

Методы исследования.

При решении задач, поставленных в диссертационной работе, использовались методы математического моделирования, статистического анализа, информационно-измерительной техники, теории погрешности.

Научная новизна.

1 На основании обработки статистических данных определен диапазон изменения неизмеряемых параметров нефти, транспортируемой по нефтепроводу, который позволяет определить предельные возможности по точности существующих ИИС количества нефти.

2 Показано, что межповерочный интервал, назначенный на основании требований действующих нормативных документов, в большинстве случаев, является завышенным, что приводит к снижению метрологической надежности ИИС количества нефти. Сформированы условия выбора межповерочного интервала ИИС.

3 На основании исследования функции преобразования ИИС с ТПР, подверженной влиянию неизмеряемых параметров нефти и параметров нефтепровода, получено предельно достижимое минимальное значение погрешности ИИС количества нефти, что ограничивает их использование в случае, когда требуется высокая точность.

4 Разработана информационно-измерительная система с УПР, которая обеспечивает высокоточные измерения объема нефти, транспортируемой по нефтепроводу. Исследованы влияния изменений параметров профиля потока нефти на результирующую погрешность измерителя объема.

5 Разработан высокоточный ультразвуковой измеритель массы нефти и проведены исследования влияния параметров нефти и профиля потока на его результирующую погрешность.

6 Сформирована методика обработки данных измерений количества нефти, обеспечивающая повышение точности учета нефти.

Практическая ценность работы.

Разработанные ИИС массы и объема транспортируемой нефти благодаря своей высокой точности позволяют получить значительный экономический эффект. Разработанные методики оценки результирующей погрешности и выбора межповерочного интервала найдут широкое применение при проектировании и эксплуатации ИИС количества любого жидкого продукта.

Апробация работы.

Основные идеи и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на следующих научных конференциях и научно-технических советах: а) выступление на научно-техническом комитете Госстандарта РФ, (Москва 1999), б) обмен опытом с экспертом из Национального Метрологического института Нидерландов по вопросу метрологической надежности средств измерений расхода, проводившийся в ходе производственного совещания, организованного зарубежной фирмой-изготовителем УПР (Дордрехт, королевство Нидерланды, 1999), в) участие в III Всероссийской научно-технической конференции «Метрологическое обеспечение учета энергетических ресурсов», ФГУП «ВНИМС» (Москва 2001), доклад «Измерительные задачи при энергетическом обследовании предприятий Самарской области» [75], г) участие в Международной научно-технической конференции «Информационные, измерительные и управляющие системы (ИИУС-2005)», тезисы доклада «Эмпирическая оценка качества информационно-измерительной технологии в сфере учета энергоносителей» [76], д) участие в IV Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» СамГТУ (Самара 2007), доклады:

1 «Исследование метрологических характеристик ультразвукового расходомера» [78];

2 «Исследование метрологических характеристик турбинного преобразователя расхода» [77];

3 «Исследования правильности и достоверности установления межповерочного интервала ИИС» [79]. е) Разработанная автором методика определения параметров нефтепровода обсуждалась на рабочем совещании ОАО «Самаранефтехимавтоматика», с вынесением решения о практическом ее использовании.

Реализация результатов работы.

Алгоритмы повышения метрологической надежности и точности ИИС количества нефти были введены в методики выполнения измерений ОАО «Приволжскнефтепровод», которые прошли регистрацию в Госреестре РФ.

Методики учета влияния изменений параметров нефтепровода и неизмеряемых параметров нефти, и обработки результатов измерений внедрены на предприятии «ИТЕРА-Самара».

Устройство дистанционной поверки ИИС внедряется на производственных участках ОАО «Самаранефтехимавтоматика».

Личный вклад.

Основные научные результаты, содержащиеся в диссертационной работе и в публикациях, получены автором самостоятельно и под руководством научного руководителя.

Публикации.

Основные результаты работы опубликованы в одиннадцати печатных работах:

Структура и объем диссертационной работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, содержит 170 страниц основного текста, 40 рисунков, 32 таблицы, список литературы из 79 наименований.

Выводы к четвертому разделу:

• в предложенном массомере реализована автоматическая корректировка его результатов измерений по показаниям плотномера и термометра и это позволило обеспечить малую, практически незаметную, зависимость точности массомера от р и т;

• величина погрешности измерений массомера определяется количеством измерительных трактов (каналов N измерений массы нефти). Если тактовую частоту таймера повысить в два раза и количество N установить = 25, тогда ёу = 0,05% и <5^ составит 0,075%. Согласно [3] установлены требования к относительной погрешности измерения массы нефти:

• ± 0,2 5% - при косвенном методе динамических измерений;

• ± 0,40% - при косвенном методе статических измерений. Учитывая требования [3], исследуемый измеритель массы нефти может быть применен как образцовое средство измерений массы нефти для поверки ИИС;

• отметим важную особенность предлагаемого массомера — это единственное устройство, обеспечивающее точную работу при деформациях сечения трубопровода.

5 МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ ИИС В ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КАНАЛАХ РАСХОДА И МАССЫ НЕФТИ.

5.1 Постановка задачи исследования.

Метрологическая надежность устройств, предложенных автором и описанных в разделах 3 и 4, определяется не только заложенными здесь техническими решениями, но и алгоритмами обработки и интерпретации результатов измерений. Массомер, описанный в разделе 4, содержит N измерительных каналов, сформированных N парами обратимых электроакустических преобразователей (ЭАП), входы которых подключены к одному источнику информации. Можно выделить ИМ каналов и в расходомере, описанном в разделе 3, с помощью которых получаем информацию о средней скорости транспортировки нефти. Помехами в каждом канале являются причины, вызывающие изменение парциальной скорости перемещения потока нефти. Можно уверенно констатировать наличие взаимной корреляции процессов, проходящих по соседним каналамэто значит что часть информации, проходящей по одному каналу, тождественна части информации, проходящей по другому (соседнему) каналу. Такое обстоятельство обусловливает возможность частичного резервирования информационных потоков и при его целесообразном использовании позволяет повысить метрологическую надежность ИИС путем введения в её вычислительный комплекс программ, основу которых составляют алгоритмы определения матриц взаимокорреляционных моментов информационных процессов в измерительных каналах, и автоматическое введение соответствующих поправок в результаты измерений [65, 66]. В этом случае качество работы ИИС будет определяться не только приборно-аппаратным совершенством системы, но и качеством её программно-алгоритмической части, не ухудшающейся с течением времени, а также собираемыми для конкретных условий функционирования статистаческими данными (это, например, тренды изменения показателей качества нефти). Такие данные позволят прогнозировать длительность интервала времени, в течение которого будет обеспечена требующаяся точность работы ИИС. Получаемые таким путем сведения помогут обоснованно устанавливать периоды KMX, а также межповерочные интервалы (МПИ). Последнее обстоятельство особенно актуально, поскольку назрела необходимость пересмотра существующей практики назначения МПИ [31].

5.2 Алгоритмы обеспечения метрологической надежности ИИС. Общие требования к разработке алгоритмов, предназначенных к реализации в устройствах с цифровой обработкой сигналов.

Такие алгоритмы должны быть снабжены защитой от распространения и накопления ошибок. Ошибки в исходной информации возникают из-за неточности измерений и ограничивают точность результата вычислений инвариантно к методу проведения вычислений. Другие типы ошибок — из-за ограничения и округления текущих расчетных показателей — зависят от примененного вычислительного метода, причем погрешность симметричного округления в среднем вдвое меньше погрешности ограничения [67]. Проведение вычислительных процедур любой сложности с применением средств вычислительной техники в результате сводится к выполнению некоторого объема четырех арифметических действий.

В дальнейшем рассмотрим процесс обработки результатов измерений по множеству N каналов, состоящий в сопоставлении (в согласованном заранее смысле) сигналов л:/ и Xj, где i, j eN. Пусть л: п/ и xnj — величины лс, — и Xj с включением в них абсолютных ошибок соответственно xouli и х0Ш]. Ошибка суммирования с учетом изложенного составит xouti «Ь xoluj. (5.1).

При вычитании абсолютная ошибка составит разности и xnj.

Хр— xouli — х0Ш]. (5−2).

Абсолютная ошибка произведения определится так: результат умножения.

X] (-^п/ + ЭС0Ш)(Xпу + Хош^) Хц1 Хц/ + ЛГП? Хдиу «I» Хп]Хиш1 + Х0щХ0 учитывая, что Х0Ш]Х0Ш-," хп-, лгпу-, получаем ошибку произведения ХП ~ ХщХдщ + ХП]Х0Ш1. (5.3).

Запишем процедуру деления.

XХ&bdquo-. 4″ X.

X. X + X .

П] ОШ].

X. + X., 1.

X. У.

Выражение в скобках представим в виде ряда Тейлора 1 х X X.

ОШ] У.

2 / V.

ОШ] Х’У J /.

С учетом ХОШ) ХОШ1"ХП}, Хпу запишем ошибку процесса деления.

— х.

ОШ] 2 п3.

5.4).

Используя (5.1).(5.4), можно в требующийся вычислительный алгоритм вносить коррекцию, блокировку распространения и накопления ошибок, при этом определение величин, записанных здесь как х0Ш}, хош-, хп-, хпу, описано в разделах 3 и 4 данной работы.

5.2.2 Структура алгоритма взаимокорреляционной обработки сигналов.

В общем случае измерительный канал формирует совокупность (вектор) {хП1,хП2,. хпу, л^}, которая попарно обрабатывается в устройстве (это устройство может быть реализовано программным путем), называемом «коррелятор», на выходе которого образуются матрицы корреляционных моментов требующихся взаимосвязанных параметров и мешающих воздействий, и все это представляет многомерный образ условий работы ИИС. В результате анализа этого образа вычисляется величина корректирующего воздействия, цель которого обеспечить: ч } — { -^Ь 1 >•••" }•.

Достижение требующегося результата оказывается возможным согласно теории редукции измерений [68, 69]: измерение взаимосвязанных (коэффициент корреляции гу) величин в различных сочетаниях при некоррелированных погрешностях оказывается более точным, чем при измерениях этих же величин по отдельности, при этом среднеквадратическое значение ошибки (СКО) среднего значения, сформированного из двух примерно равных по интенсивности величин (СКО каждой из них имеет величину а), составит.

0,5.^2(1−1¹), (5.5) здесь гк]- определяется по известной схеме [67]: г =— к/.

Тгт-'.

V «и.

Ь = ~ XI {ХпЦ ~ хср/ ХХ"4/ ~ ХсР1)'.

1 9.

Рассмотрим формирование результирующей погрешности измерения для расходомера, описанного в разделе 3. Ковариация г^ в реальных системах убывает с увеличением расстояния между парциальными площадками 5/ и 5/. Поэтому учет взаимокорреляционных связей будем проводить для площадок, непосредственно примыкающих друг к другу. В УУМ данных измерений парциальных скоростей, отнесенных к поверхности виртуального сечения трубопровода, выделим позицию, отнесенную к парциальной площадке 5/, которую со всех сторон окружают: 5/+/, «У/./, В этом случае среднее значение скорости потока нефти, перемещающегося через пять площадок ф, 5,-./, 5)+/, будет измерено и вычислено с СКО а^:

5.6) ной обработки, составит NMq. Тогда результирующая погрешность измерения и вычисления средней скорости потока нефти по всему сечению трубопровода составит: сг сг&bdquo- =.

• (1 — г.)+ NM — 5q. (5.7) ЫМ.

С целью дальнейшего снижения СКО измерения и вычисления средней скорости потока нефти можно воспользоваться методом повторного проведения измерений с последующим усреднением. Если таких повторений будет Н, тогда СКО, определенная без учета взаимокорреляционных связей таких повторных измерений, составит:

5−8).

Структура алгоритма обработки данных измерений расхода нефти:

1) из М/ данных измерений парциальных скоростей формируем q пятерок, для каждой из которых определяем СКО по (5.6);

2) из NN1 данных измерений выделяем ТУМq данных, обработка которых выполняется без учета взаимокорреляционных связей;

3) вычисляем среднюю скорость прохождения потока нефти через сечение трубопровода, погрешность (СКО) вычисления определяется (5.7);

4) формирование «машинного» алгоритма, реализующего позиции 1).3), выполняем с применением соотношений (5.1),.,(5.4);

5) если задача, решаемая с помощью расходомера, состоит в определении объема потока нефти, пересекающего сечение трубопровода в течение Я секунд, тогда повторяем Н раз процесс УУМ измерений с реализацией позиций 1).4) и вычислением средней скорости с СКО, определяемой по (5.8).

Результаты расчетов по (5.7) и (5.8) при различных N. М, q, Н и, а = 0,15% представлены на рисунках 5.1 и 5.2.

— г 0,05 UP.

0,045 -0,04 -0,035 -0,03 -• 0,025 -0,02 -0,015 -0,01 -0,005 -0 -0.

Рисунок 5.1 — Зависимость <тр =Дгд, NM, q) график 1 — NM = 12, q= 2- график 2 — NM = 24, q= 4.

0,12 -i.

GlH.

0,1 -0,08 -0,06 -0,04 -0,02.

0 40.

Рисунок 5.2 — Зависимость «г^//= Н е [2, 60] сек. график 1 — ор = 0,08%, график 2 — ор = 0,15%.

Вывод. Увеличение количества каналов NM позволяет добиться снижения погрешности. Двукратное увеличение количества каналов расходомера позволяет добиться полуторократного снижения результирующей погрешности измерения скорости потока нефти в нефтепроводе. Десятикратного повторения результатов измерений достаточно для снижения СКО результатов измерений в 2,5 раза. Таким образом, увеличение количества измерительных каналов ИИС и повторение результатов измерений позволяет повы.

0,2 0.4 0,6 0.8.

1 ГУ Н.

— г.

10 20 30 40 50 60 сить точность ИИС. Наименьшим количеством каналов ЫМ должно быть не менее 12, количество повторных измерений должно быть не менее 10.

Диссертационная работа посвящена решению актуальной задачи [74, 75] создания информационно-измерительной системы, позволяющей повысить точность и метрологическую надежность измерений массы нефти.

Проанализированы источники погрешности измерений массы нефти при использовании существующих ИИС. Разработаны математические модели устройств, реализующие известные способы измерений объема нефти.

Разработаны устройства, позволяющие повысить точность измерений объема нефти, а также массы нефти. Разработан способ и устройство определения утечек нефти из нефтепровода, что позволяет использовать его в качестве измерительного канала в составе ИИС, для повышения точности измерений массы нефти (путем учета утечек нефти при транспортировке ее по нефтепроводу).

В работе получены следующие основные результаты:

1) В результате анализа измерений массы нефти с помощью существующих ИИС определены основные требования к работе ИИС, обеспечивающие высокую точность измерений массы нефти.

2) В результате анализов существующих устройств, реализующих используемые способы измерений массы нефти выбрано один из этих устройств, которое было использовано для разработки (в качестве прототипа) устройства с повышенной точностью измерений объема нефти и устройства измерений массы нефти, устройство определения утечек нефти из нефтепровода.

3) Проведены исследования разработанных устройств и определены погрешности измерений количества нефти.

4) Показано, что повышение точности измерений массы нефти транспортируемой по нефтепроводу, может быть достигнуто как с помощью повышения точности измерительных преобразователей расхода, входящих в состав ИИС, так и за счет контроля несанкционированных утечек нефти из нефтепровода, что позволяет контролировать эффективность работы нефтепроводного транспорта нефти.

5) Проведен анализ степени влияния отдельных составляющих погрешности на результирующую погрешность ИИС массы нефти.